考虑低渗透储层厚度非均质性的有效驱动半径计算及分析

低渗透储层驱动半径的计算方法一般基于储层等厚情况,忽视储层厚度变化对储层驱动效果的影响.根据源汇势能原理,考虑低渗透储层启动压力梯度,推导储层厚度非线性变化的有效驱动半径计算公式.计算结果表明:在平均厚度相同且厚注薄采条件下,储层厚度非线性变化时的驱动半径小于厚度线性变化时的驱动半径、大于等厚时的驱动半径,驱动效果明显...     

低渗透储层裂缝研究进展

储层裂缝对改善致密砂岩和碳酸盐岩等低渗透储层以及致密砾岩、火成岩、泥页岩等非常规低渗透储层的物性具有重要作用。通过总结近年来储层裂缝的相关研究进展,对储层裂缝的多种识别和预测方法进行了分析,并讨论了储层裂缝研究的几个关键问题。结果表明:储层裂缝的识别技术是点(岩芯、薄片)、线(测井)、面(相似地表露头区)、体(地震资料)和时间(生产动态资料)组成的多维综合体系;储层裂缝的定性预测主要是根据裂缝与构造部位和岩性之间的关系进行,定量预测方法包括井间直接插值法、曲率法、能量法与岩石破裂法(二元法)、地震法、分形分维法、构造应力场数值模拟法和多参数判据法等,每种预测方法各有其优势与不足,因此,需要综合多种方法才能实现储层裂缝的有效预测;储层裂缝研究的关键问题包括裂缝分布预测与精细表征、裂缝动态参数和裂缝三维地质建模等方面。最后,在油气田勘探开发中进行储层裂缝预测及建模等工作时,应以明确储层裂缝的成因、演化及主控因素为基础。     

致密低渗透储层裂缝研究进展

我国致密低渗透储层的油气资源量巨大,但储层基质物性差,非均质性强,天然裂缝发育,勘探与开发难度大。天然裂缝是致密低渗透储层的有效储集空间和主要渗流通道,控制了这类油气藏的成藏、单井产能及开发效果,天然裂缝分布规律研究对致密低渗透油气藏的勘探和开发至关重要。在阅读国内外大量文献的基础上,系统地综述了致密低渗透储层裂缝研究中涉及的储层裂缝成因类型、控制因素、储层裂缝参数表征方法、裂缝有效性影响因素与评价方法、天然裂缝与人工裂缝的耦合关系等研究现状,探讨了现阶段储层裂缝研究中存在的问题及进一步需要开展的工作。非常规储层裂缝的形成机理与主控因素、多学科相结合的高精度裂缝井间预测及裂缝三维地质建模、裂缝的分级评价及有效性评价将是近期裂缝研究的重点。      

安塞油田长6油层组长期注水后储层变化特征

在注水开发模拟实验及现场测试资料的基础上,以压汞实验、物性测试等方法对模拟实验前后岩芯进行分析,研究了安塞油田长6油层组长期注水开发后储层特征变化规律及成因。结果表明,随着注水量增加,渗透率总体明显降低,渗透率平均变化4.72%;水驱后孔隙度平均增加0.15%,而孔隙组合类型未发生明显变化;退汞效率平均降低4.39%;喉道中值半径变小但分布类型没变化;储层润湿性整体向亲水方向发展。低渗透储层特征发生变化的机理主要是:储层中颗粒和填隙物在注入水的冲刷作用下发生溶解、破碎和迁移,一部分被水冲出,一部分滞留在细喉道处形成堵塞,导致孔喉连通性变差,储层非均质性增强;注入水冲刷作用使储层岩石表面及孔喉表面性质发生变化,进而引起储层润湿性发生变化。     

特低－超低渗透砂岩储层微观水驱油特征及影响因素:以鄂尔多斯盆地马岭油田长８１ 储层为例

为了更加深入地探究特低－超低渗透储层油水的微观流动特征及其表现出差异性的因素,以马岭油田长８１ 储层为代表,对典型样品进行了微观渗流实验,并结合物性、铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞及核磁共振等多种实验测试结果对储层流体的微观驱替机理及导致驱油效率高低不同的因素进行了研究.结果表明:研究区块长８１ 油藏按微观渗流通道类型可分为溶孔－粒间孔型、溶孔型、微孔型３类,其驱油效率逐类降低,不同微观渗流通道类型样品的渗流特征表现出较大的差异性,其中溶孔－粒间孔型样品平均驱油体积为０．０１０cm３,最终平均驱油效率高达４５．６０％,驱替效果最为理想.储层微观条件中,喉道半径大小及分布状况对驱油效率的大小起决定性的作用,物性和可动流体饱和度两者对驱油效率的大小均具有较低程度的控制作用;外部实验条件中,对驱油效率产生较大控制作用的为注入水体积倍数和驱替压力.因此,在油藏实际水驱采油过程中应当采用较为合理的注水压力和注入水体积倍数.      

樊家川油田河流相储层高分辨率层序地层特征

针对河流相储层标志层缺乏、砂体叠置掘蚀严重、难以精细等时对比的难点，应用基准面旋回原理，重点解剖典型取心井及其测井响应模式，将樊家川油田主要含油层系中侏罗世延安组Y8～Y10油组划分为7个短期、3个中期、2个长期基准面旋回层序，对应于不同级次的储层成因单元，同时建立以中期旋回为年代地层格架。短期旋回为等时地层对比单元的层序地层格架，对河流相多期叠覆储层进行了精细等时划分与对比，详细分析了河流相储层短期基准面旋回类型及其叠加式样。探讨了各级基准面旋回对储层分布的控制作用。     

低渗透油田油井见水规律分析

为了解决低渗透油田不规则面积注水井网中油井见水时间的计算及其影响因素的定量表征问题,将面积注采井网单元细分为一源一汇三角形最小计算单元,运用非达西渗流流管微元法得到不同面积注采井网类型条件下的生产井见水时间计算通式.以鄂尔多斯盆地X油田为例,研究井网类型、储层非均质性和裂缝发育程度对低渗透油田油井见水时间的影响,并通过统计回归得到沿裂缝方向、裂缝半长与油井见水时间之间的经验公式.结果表明:储层非均质性和裂缝规模对油井见水时间的影响最大,井网类型对其影响程度最小;不规则井网或油井所在最小三角形井网单元差异较大时,油井见水存在一个阶梯上升规律;油井见水时间与裂缝半长呈幂指数减小关系.     

低渗透油藏储层微观孔隙结构差异对可动流体的影响:以鄂尔多斯盆地姬塬与板桥地区长6储层为例

为探讨鄂尔多斯盆地姬塬、板桥地区长6储层微观孔隙结构差异对可动流体的影响,利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振等先进实验方法,定性描述了储层储集空间类型差异,定量分析比较了2个地区储层微观孔隙结构差异,提取了具有明显差异的特征参数,分析了其与可动流体饱和度之间的关系。结果表明:喉道半径、孔喉半径比、孔喉数量配置比作为表征姬塬地区与板桥地区在储层微观孔隙结构上的差异的特征参数与可动流体饱和度具有良好相关性,2个地区长6储层在微观孔隙结构参数中喉道半径、孔喉半径比、孔喉数量配置比的差异在一定程度上导致了可动流体饱和度的差异。      

松滋油田白垩系低孔低渗储层酸化技术与应用研究

松滋油田白垩系储层属低孔低渗,储集类型以孔隙—裂隙型为主,油田开发初期注采不平衡导致地层亏空,钻井泥浆污染较严重,需要采用酸化解堵工艺。通过大量的室内试验与矿场实施,研究应用低摩阻、深穿透的活性酸与W/O乳化土酸相结合的深部酸化液体系,能够解除近井地带的泥浆污染,同时,一定深度的深部酸化达到了沟通天然裂缝的作用,较好地改善油藏的渗流条件,有明显的增产效果。     

基于等效岩石组分理论的低渗透储层渗透率模型研究

为了更精确地预测低渗透储层的渗透率,首先从岩石导电的物理机理角度考虑,把岩石孔隙等效为串联和并联2种组分,即等效岩石组分理论,然后根据流体渗流和电流传输的相似性,引入了有效流动孔隙度概念,提出了利用地层因素、束缚水饱和度和孔隙度计算储层渗透率的新方法。对我国西部某油田低渗透储层岩心进行了岩石物理实验分析及三维数字岩心重建,并利用新方法计算了低渗透储层岩心的渗透率。结果表明:计算渗透率与实验室岩心测量渗透率符合性很好,精度优于核磁共振Coates模型,这对利用测井资料更精确地预测低渗透储层渗透率具有重要的意义。      

靖安油田盘古梁长6油藏地质建模研究

建立能正确反映靖安油田盘古梁长6油藏地质特征的地质模型,通过对地层格架、沉积微相、骨架砂体、物性参数和储层非均质性的分析研究,借助GMSS地质建模软件,建立了确定型精细三维地质模型。所建立的构造、砂体、属性参数模型对该油藏的地质特征有了进一步认识,为油藏的高效开发提供了依据。     

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油层流体分布及对渗流特征的影响

塔河油田西南地区古生界低渗砂岩油气层业已证明具工业油气潜力,但实际测试表明,砂岩油层产能低、变化大、含水
高,这种特点与油气显示相矛盾。综合实际流体分析化验、岩心含油性描述、含油饱和度测试以及荧光薄片观察分析资料,开展了
流体宏观和微观分布研究,建立了流体微观分布模式,探讨了流体分布与低渗砂岩油层润湿性、相渗性的关系,进而阐明了低渗砂
岩油层复杂产出特征的内在主控因素。研究表明,工区古生界低渗砂岩油气层利用薄片荧光颜色划分出4类含油沥青类型,建立
了两类流体分布模式,并分别对应两类润湿性特征。相渗性实验表明,流体分布模式I(亲水模式)相对模式Ⅱ(混合润湿模式)的
相渗曲线具有相对较高束缚水饱和度、较高最大含水饱和度、较低残余油饱和度、较大两相渗流饱和度范围、较高等渗点含水饱和
度以及较高最终驱油效率的特点。因而,在相同含水饱和度的情况下,亲水模式(模式Ⅰ)相对混合润湿模式(模式Ⅱ)油层的油相
相对渗透率较高,具有较高的产能、较低的含水率和较高的采收率。实际测试资料证实上述分析是可信的。      

鄂尔多斯盆地低渗透油气藏形成研究现状与展望

鄂尔多斯盆地是中国规模最大的低渗透油气资源勘探与开发基地,其低渗透油气藏具有油层物性差、非均质性强、油藏成藏因素复杂、油藏分布受多种因素联合控制等特点.在回顾鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏理论研究和勘探历史经验基础上,认为目前鄂尔多斯盆地低渗透油气藏成藏研究存在两大理论体系,即沉积学控制成藏理论和运移动力学控制成藏理论,...     

鄂尔多斯盆地瓦窑堡油田中山川区长2油层组储层特征

在长2储层岩性特征、沉积特征研究的基础上,以压汞实验、薄片鉴定、物性测试、扫描电镜等方法为实验手段,对储层岩石学特征、孔隙结构、物性特征及其影响因素进行分析研究.结果表明,长2储层主要以浅灰色、灰绿色块状细砂岩为主,孔隙类型都以残余粒间孔为主,次为粒间溶孔,其余为粒内溶孔、填隙物内溶孔及晶间微孔,少量的铸模孔、云母溶缝、微裂缝.其储层的孔喉分布类型主要有单峰正偏态细孔喉型、多峰分散型和单峰负偏态微孔喉型3种.影响本区储层孔隙类型的因素为沉积相、成岩作用、裂缝改造,其中沉积相及成岩作用是主要因素.     

不同渗透率油藏储层应力敏感性实验研究

为了探讨不同渗透率油藏储层应力敏感性的强弱,考虑低渗油藏储层裂缝发育的特征,利用巴西劈裂法室内实验研制含裂缝的储层物理模拟砂岩岩心,测试基质渗透率分别为18.876×10-3,234.247×10-3,540.12×10-3 μm2的均质岩心和裂缝岩心在不同有效压力下的渗透率变化,结合渗透率保持率这一表征参数来分析裂缝对储层应力敏感性的影响,对低渗油藏与中、高渗油藏储层应力敏感性的差别进行了研究。结果表明:裂缝的存在大大增强了储层的应力敏感性。裂缝性油藏储层应力敏感性与裂缝的闭合程度有关,裂缝在低有效压力范围内未完全闭合,储层应力敏感性较强;有效压力超过一定范围后,裂缝完全闭合,储层应力敏感性减弱。不同渗透率下无裂缝均质油藏储层的应力敏感性相近,但在含有相同裂缝条件的油藏储层中,渗透率较低的油藏储层应力敏感性较弱;实际油藏条件下,裂缝多发育在低渗油藏储层中,因此表现为低渗油藏储层应力敏感性比中、高渗油藏储层应力敏感性强。      

鄂尔多斯盆地南部直罗油田长8油层油气沸腾包裹体群研究

运用激光拉曼光谱、包裹体充填度测定等方法对鄂尔多斯盆地直罗油田富南3井、6井长8油层裂缝岩芯充填物中包裹体群进行分析,发现富南3井、6井与英旺油田英16井长8油层中油气沸腾包裹体群完全相同,密集分布的气泡不停晃动,证实油气沸腾包裹体群不是孤立的、偶然的地质现象。富南3井、6井和英16井长8油层裂缝岩芯的原始裂缝性质为滑动-剪切裂缝和剪切裂缝,在区域构造的作用下,反复发生拉张-挤压交替活动;在拉张发生的瞬间,与裂缝沟通的油层里的原油发生减压沸腾,原油中的轻质馏分和其他流体进入裂缝空间;在随后的挤压发生时,裂缝基本封闭,一部分流体返回原来的油层,一部分被挤到别的裂隙空间形成新的油藏;残留在裂缝里的碳酸钙,在较高的地层压力下逐渐结晶,并把残留的轻质馏分包裹,形成油气包裹体;这些油气包裹体形成压力较高,又包裹着成分类似液化气的轻质馏分,在常温常压下就处于沸腾状态;这样的过程反复进行,在裂缝充填物中形成了沿着晶体生长线以及成片、成带分布的油气沸腾包裹体群。上述油气沸腾包裹体群的形成过程就是油气的地震泵运移机制,丰富了油气运移地震泵地质模型。     

预测低渗气田水平气井积液的新模型

水平井是低渗气藏提高单井产量的有效井型和开采方式,但相较于直井更容易受到积液的影响,建立适用于低渗气藏水平井的积液预测方法具有重要意义。以水平井斜井段为分析对象,从液膜运动出发,考虑井斜角的影响,建立了新的临界携液预测模型。结合实例计算,讨论了该模型的适用性。计算结果表明,该模型在生产中后期能较为准确地预测水平井是否发生积液,对低渗气田水平井的生产具有一定的指导意义。      

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组有利储层分布及控制因素

鄂尔多斯盆地姬塬油田上三叠统延长组长6油层组为低孔低渗储层。通过对铸体薄片、砂岩物性及扫描电镜等资料的研究,分析了储层岩石学特征、孔隙类型、物性特征、成岩作用的特点及对储层的控制作用。研究表明,姬塬油田长6油层组主要是岩屑长石砂岩和长石砂岩,通过对长6油层组各个小段的物性统计分析发现,长621油层亚段的储集物性最好,显示出强的非均质性,主要的孔隙类型为残余原生粒间孔和溶蚀粒间孔。沉积作用中的沉积相分布是控制储层物性的基础,好储层一般分布在主水下分流河道和河口坝砂体中,长6油层组既经受了建设性成岩作用的改造(绿泥石薄膜的形成、溶蚀作用及破裂作用等),也经历了破坏性成岩作用的改造(压实作用、胶结作用)。在了解研究区各个时期成岩作用改造程度的基础上确定了姬塬油田有利储层的分布,优选出7个Ⅰ类和7个Ⅱ类有利目标区。      

扶余油田剩余油分布主控因素剖析

扶余油田断裂系统发育,属于裂缝性中孔中渗构造砂岩油藏。由于长期的注水开发,综合含水率已高达90%以上,油藏内部油、水分布变得异常复杂,控制和影响剩余油分布的因素较多,严重制约着开发调整方案的有效制定。基于研究区密闭取心井的分析化验资料和实际生产动态资料,采用岩心、测井等静态分析与实际生产动态分析有机结合的手段,深入系统地剖析了研究区剩余油分布的主控因素。研究结果表明,随着该油田开发程度的加大,剩余油分布不仅受储集层地质因素的影响,同时也受后期开发井网部署的影响;该油田剩余油分布主要受储集层物性、储集层韵律性、沉积微相、井网部署等方面的影响,沉积微相的控制作用最强、储集层韵律性次之,而井网部署和物性影响相对较弱。本研究成果将有助于筛选剩余油分布的有利区域,为制定稳油控水的治理措施提供地质依据。